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国核电力规划设计研究院荣获2016电力金桥奖集体奖

7-6 11:45| 发布者: admin| 查看: 1465| 评论: 0

摘要: 国核电力规划设计研究院(以下简称“国核电力院”)始建于1958年,隶属于国家电力投资集团所属国家核电技术公司,是中国AP1000三代核电引进、消化、吸收和再创新的核心参与单位。拥有全国最高等级设计资质“工程设计 ...

国核电力规划设计研究院(以下简称“国核电力院”)始建于1958年,隶属于国家电力投资集团所属国家核电技术公司,是中国AP1000三代核电引进、消化、吸收和再创新的核心参与单位。拥有全国最高等级设计资质“工程设计综合甲级资质”及勘察综合甲级、工程咨询甲级等资质,入选承担国家发改委委托投资咨询评估任务的咨询机构名单;具备在核电常规岛、火电、电网和新能源四大板块,提供规划、咨询、勘察、设计、技术研发、EPC、运行技术支持七大领域服务的能力和优良业绩。

国核电力院专业配置齐全,人力资源充沛,现有员工1000余人。

国核电力院工程业绩遍布全国。核电领域,是国内AP/CAP三代核电(CIBOP)研究、规划、设计的引领者,全面参与AP1000三代核电技术的引进、消化、吸收和再创新,完成山东海阳核电一期工程设计,国内第一家具备AP1000三代核电常规岛全过程设计能力,承担具有四代特征的荣成高温堆核电、国家重大专项CAP1400核电、徐大堡核电、白龙核电等工程常规岛设计,在山东、黑龙江、广西等十余个省份开展核电选址和前期工作。火电领域,是国内火电工程技术研究与设计的领先者,研究并掌握深度节水、大型机组空冷、褐煤干燥、二次再热、洁净煤燃烧、节能环保等技术,取得一系列具有自主知识产权的技术成果;设计了国内首座智能化、生态电厂、超低煤耗百万机组——莱州电厂;工程设计实现从低参数小容量到高参数大容量各类型火电机组工程全覆盖。电网领域,是国内电网工程技术研究、规划、设计的领先者,承担世界首条±1100kV准东—华东、国内第一条1000kV淮南-上海、±800kV锦屏-苏南示范工程、第一座±660kV青岛换流站等特高压、超高压工程,开展特高压工程十余项,是特高压工程设计最多的核心设计单位,是国内少数几家能够设计特高压交直流变电站A包的单位之一,是少数几家掌握特高压换流站分层接入设计技术的单位之一,具有从特高压、超高压、高压、低压配电、智能电网的完整设计能力,同时总包建设神华煤制烯烃总变电站。新能源领域,是国内新能源工程技术研究、规划、设计的推进者,掌握风力发电、光伏发电、生物质发电、垃圾发电、分布式能源发电等各式新能源发电技术。国核电力院积极“走出去”,业务遍及22个国家和地区,积累了丰富的国际工程经验。

  国核电力院积极与国内外知名企业开展技术交流与项目合作,先后与美国SHAW、法国EDF、美国WORLEY PARSONS、比利时HAMON、韩国KOPEC等国内外知名企业合作,开展了核电常规岛、百万级火电机组、特高压等技术交流。同时,与清华、北大、西交大、哈工大、中国水科院等知名高校和科研机构开展广泛的产学研合作,拓宽了业务领域和发展空间,促进了高端技术的开发与应用。

面向未来,国核电力院将以“引领核电发展,奉献绿色能源”为使命,以“两型两化、国际知名”为战略发展方向,坚持“科技立院、创新发展”理念,建设“科技型、创新型”企业,走差异化、国际化发展道路,大力开拓国际国内市场,协调四大业务板块,统筹七大业务领域,稳步推进投融资工作,不断提升核心竞争能力,持续打造高端企业品牌,努力建设成为国际知名工程咨询公司。 

集体主要业绩

国核电力院积极与国内外知名企业开展技术交流与项目合作,先后与美国SHAW、法国EDF、美国WORLEY PARSONS、比利时HAMON、韩国KOPEC等国内外知名企业合作,开展了核电常规岛、百万级火电机组、特高压等技术交流。同时,与清华、北大、西交大、哈工大、中国水科院等知名高校和科研机构开展广泛的产学研合作,拓宽了业务领域和发展空间,促进了高端技术的开发与应用。

2014年,国核电力院技术合同成交总额为5449.50万元,其中技术出让合同额为3166.70万元,技术引进合同额为2332.8万元;技术性收入3166.7万元;年创利税17293.46万元;年人均创利润13.70万元;企业销售额为73521.20万元。

2015年,国核电力院技术合同成交总额为4246.8万元,其中技术出让合同额为1931.0万元,技术引进合同额为2315.8万元;技术性收入1931.0万元;年创利税20743.12 万元;年人均创利润18.46万元;企业销售额为68720.90万元。

 

经济效益和社会效益

2014-2015年,国核电力院技术引进和出让项目主要针对 “CAP1400核电站常规岛设计关键技术”、“超大型高位集水冷却塔”、“新能源发电技术”和“传统常规火电节能改造”等方面开展。在自主研发及和委托单位共同研发的基础上,国核电力院将在核电常规岛领域初步形成行业引领能力,全面掌握 “CAP1400设计关键技术”、“高位集水冷却塔”和“风电、光伏发电”和“火电机组供热改造”等关键技术,这些技术的掌握及应用带来巨大的经济效益和社会效益。其中CAP1400核电站常规岛关键技术的研究成果主要应用于我国三代技术核电站的建设与运行,社会效益巨大;“超大型冷却塔”、“新能源风电和光伏发电”、“火电机组供热改造”研究成果应用于工程中不仅实现了经济效益,而且社会效益明显。

1CAP1400核电站常规岛设计关键技术

该技术依托大型压水堆核电站重大专项及其示范工程进行设计研发。国家核电技术公司(简称国家核电)是大型压水堆核电站重大专项的牵头实施单位,国核电力规划设计研究研究(简称国核电力院)作为常规岛及其BOP的技术总负责单位,在常规岛及其BOP系统设计、布置设计、设备研发等方面进行了优化和创新,取得的技术成果可广泛应用于国内压水堆核电厂设计、建造领域,对1400MW级压水堆核电厂具有较强的针对性。CAP1400常规岛技术的研发和设计,将全面提升我国核电常规岛设计技术和设备制造水平,为我国大规模发展第三代核电站建立必要条件,并带来了可观的社会和经济效益。

CAP1400常规岛技术主要有如下创新:

1)、提高机组热效率和机组发电功率。在核岛输入参数确定后,为提高机组效率,进行了机组冷端优化研究,机组热效率提高到37.8%,引导主机厂研发了与机组适应的末级长叶片。在蒸汽输入条件不变的前提下,汽轮机端输出功率达到1534MW

2)、采用标准化、精细化、全三维设计。实现了将三大TG包布置在同一个主厂房内,实现了常规岛主厂房布置的标准化(模块)设计,采用先进的三维设计技术,提升了设计效率,降低了设计差错,缩短了设计周期。

3)、优化取排水工程设计。根据示范工程厂址实际情况,整个厂址取排水工程统一设计,分期施工,费用分摊,降低了工程造价。

4)、提升机组的运行操控性。常规岛系统尽可能采用顺控,提高机组和系统数字化水平,采用全数字控制系统设备,实现电厂全数字化。

5)、实现常规岛设备自主化。依托CAP1400重大专项,结合CAP1400示范项目,通过编制相关设备规范书和试验导则,引导国内制造厂开发国产化的CAP1400主、辅机设备,进行样机及重要部件验证试验,督促厂家聘请行业内知名专家和国家权威机构对其样机进行鉴定。已实现TG包、常规岛主给水泵、凝结水泵、循环水泵、高低压加热器等设备的自主化。

2)超大型高位集水冷却塔技术

1)经济效益:采用超大型冷却塔,可使AP1000核电厂两台机组循环水泵全年节省厂用电1.2亿kWh,以0.5/度上网电价计算,年经济效益可达6千万元。

2)社会效益:

A)超大型冷却塔关键技术的研究促进了核电的快速发展,积极推进内陆核电建设;

B)超大型冷却塔技术节约了土地资源

核电厂二次循环水系统通常可采用一机一塔或一机多塔配置方案。一机多塔配置方案冷却塔占地面积比一机一塔增大约65%以上(以一机一高位集水塔配置方案占地面积为基数,一机一常规塔配置方案占地面积增大约10%,一机两常规塔配置方案冷却塔占地面积增大约77%,一机两塔以上配置方案冷却塔占地面积增大80%以上),严重浪费土地资源;同时,部分核电厂由于受到厂址条件制约,不具备采用一机多塔配置条件。

c)超大型冷却塔技术可有效保护环境

核电厂冷却水量巨大,约是同容量火电机组的两倍,如采用一次直流循环,内陆核电大量的温排水排入沿江沿湖或者水库,势必造成江湖水库等淡水水体严重热污染,对周边生态环境产生破坏性影响;滨海核电厂大量的温排水排入近海,将对近海区域水环境产生热污染。为了保护环境,减少温排水对水体环境的影响,核电站冷却方式宜采用二次循环系统,及时开展超大型冷却塔的设计建造技术研究非常必要。

d)超大型冷却塔研究是走自主化发展道路、形成自主知识产权的需要

当今世界上还没有淋水面积在16000m223000m2之间、塔高在200m以上的冷却塔设计和建造经验,在设计与建造方面尚属空白。国内现有的热力计算、冷端优化、标准、规程、规范还不能满足超大型冷却塔设计建造的需要。开展超大型冷却塔设计、建造技术研究,是推进核电重大关键装备国产化的具体体现,是实现核电关键技术走自主化发展道路、形成自主知识产权的需要,是提升我国超大型冷却塔设计建造技术水平的需要,是引领国际超大型冷却塔技术发展的需要。

3)新能源风电及光伏发电技术

2014-2015年新能源光伏和风电发电项目总容量约551.5MW,所有项目的估算年均发电量总计约1.37×109kW•h(其中风电1.32×109kW•h,光伏发电0.52×109kW•h)。与目前的燃煤火电厂相比,按2013年全国火电机组供电标煤耗360gce/kW•h计,每年可为国家节约标准煤49.3万吨,以标煤价550/吨计算,则可节省费用2.7亿;按消耗水3.1L/kW•h计,每年可节水424.1万吨。同时还可节约建设火电厂所需要灰渣储存所用。与目前的火力发电厂相比,若烟尘排放量按1.8g/kW•h计,SO2排放量按6.5g/kW•h计,NOX排放量按15g/kW•h计,灰渣排放量按119.45g/kW•h计,CO2排放量按988g/kW•h计,则本项目减少的污染物排放量:烟尘2462.8/年,SO2 8893.3/年,NOX 2.0万吨/年, CO2 135.2万吨/年,灰渣15.9万吨/年,环境效益十分显著。

(4)火电机组供热改造技术

随着国家节能减排政策深入推行,北方采暖地区对300MW及以下机组进行高背压供热(或改造),已是电厂满足对外供热需求和提高效率的有效措施之一。汽轮机低压缸双背压双转子互换循环水供热节能技术,采用汽轮机低压缸“纯凝-背压”双运行模式。采暖季高背压循环水供热工况时,设计制造的供热凝汽器运行高背压,汽轮机排汽压力提升至30-45kPa,冷却塔及循环水泵退出运行,将凝汽器的循环水系统切换至热网循环泵建立起来的热水管网循环水回路,形成新的“余热—热网循环水”热交换系统。以300MW机组为例供热期发电煤耗可降至140g/ kWh,同时可扩大机组供热能力。为满足机组高背压运行,采用耐高温凝结水精处理技术可将凝结水温度升至70℃~83。另还可利用溴化锂热泵技术提取循环水余热以达到提高机组效率的目的。供热改造还可采用工业汽轮机驱动热网循环水泵,经过改造的汽轮机,汽轮机热耗约减少150kcal/kW · h,发电标准煤耗减少约 23g/kW·h,一个供热季两台机组可节约标煤量32000吨 。

 



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